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Autor: Mejor Energía

  • YPF inauguró la primera estación de servicio móvil del país

    YPF inauguró la primera estación de servicio móvil del país

    YPF inauguró en la ciudad de Pinamar la primera estación de servicio móvil de la Argentina, una propuesta innovadora diseñada para adaptarse a la demanda estacional y brindar una experiencia ágil, tecnológica y eficiente a los usuarios.

    El nuevo formato está orientado a clientes que priorizan rapidez y soluciones digitales. La operación y el monitoreo de la estación se realizan en tiempo real desde el Real Time Intelligence Center (RTIC) de Comercialización, lo que permite optimizar el servicio y garantizar estándares de calidad.

    La puesta en marcha de esta estación se inscribe en el nuevo marco regulatorio establecido por la Resolución 504/2025 de la Secretaría de Energía, que reglamenta el Decreto N° 46 de enero de 2025 y habilita modalidades alternativas para el abastecimiento de combustibles. En ese contexto, YPF se convirtió en la primera compañía del país en inaugurar una estación de cercanía móvil bajo esta normativa.

    Ubicada sobre la avenida Libertador, entre Selene y Poseidón, la estación cuenta con capacidad para abastecer hasta dos vehículos en simultáneo y dispone de un módulo FULL autónomo. El servicio ofrece exclusivamente combustibles premium, con foco en una experiencia diferencial basada en la tecnología y la eficiencia operativa.

    El acto inaugural contó con la participación del intendente de Pinamar, Juan Manuel Ibarguren; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el vicepresidente ejecutivo de Midstream y Downstream, Mauricio Martín; además de autoridades municipales y directivos de la compañía.

    “Sabemos que durante el verano los destinos turísticos requieren más y mejor servicio. Esta estación viene a dar respuesta a esa necesidad. Queremos que quienes viajan, los vecinos y los visitantes encuentren en YPF un espacio confiable, con buena atención y combustibles de calidad”, señaló Marín durante la inauguración.

    Con esta iniciativa, YPF refuerza su presencia en la Costa Atlántica y suma infraestructura estratégica, al tiempo que profundiza el desarrollo de soluciones innovadoras para acompañar a sus clientes en los principales destinos turísticos del país.

    En paralelo, y de cara a la temporada de verano 2026, la compañía lanzó una serie de beneficios exclusivos para socios ServiClub en paradores de la Costa Atlántica y otros puntos turísticos como Villa Carlos Paz y Bariloche.

    Los socios podrán canjear 500 puntos ServiClub para acceder a un descuento de $20.000 en gastronomía, servicios de playa, estacionamiento y actividades recreativas, en paradores seleccionados de Pinamar, Cariló, Costa Esmeralda, Mar del Plata, Chapadmalal, Bariloche y Villa Carlos Paz.

    La propuesta se completa con activaciones especiales durante la temporada, que incluyen un tráiler con simuladores en puntos estratégicos de la Costa, presencia de FULL en balnearios y acciones en espacios emblemáticos como el Teatro Tronador de Mar del Plata.

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  • El Gobierno lanzará licitaciones para ampliar la red eléctrica con capital privado

    El Gobierno lanzará licitaciones para ampliar la red eléctrica con capital privado

    El Gobierno nacional avanzará con la licitación de obras prioritarias para ampliar el sistema de transporte de energía eléctrica mediante un esquema de concesión a privados, en el marco del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico.

    La iniciativa quedó formalizada con la publicación del Decreto 921/2025, que habilita la ejecución de proyectos considerados críticos para reforzar la red, aliviar cuellos de botella estructurales y mejorar la confiabilidad del suministro en todo el país.

    Según explicó la Secretaría de Energía, las ampliaciones apuntan a acompañar el crecimiento de la demanda y a facilitar el desarrollo de nueva capacidad de generación, especialmente en zonas donde hoy existen limitaciones para evacuar la energía producida.

    El régimen definido prevé licitaciones públicas, tanto nacionales como internacionales, bajo la Ley de Concesión de Obra. De esta manera, las empresas adjudicatarias estarán a cargo de la construcción, operación y mantenimiento de la infraestructura, con recuperación de la inversión a través de tarifas o peajes, sin comprometer recursos del Tesoro.

    Entre los proyectos incluidos figuran las obras denominadas “AMBA I”, la línea de extra alta tensión de 500 kV Río Diamante–Charlone–O’Higgins y el tendido Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca, considerados ejes centrales para fortalecer el sistema interconectado.

    El decreto delega en la Secretaría de Energía la conducción integral del proceso licitatorio —desde la elaboración y aprobación de los pliegos hasta la adjudicación de los contratos— mientras que el Ministerio de Economía ejercerá funciones de control y autoridad de aplicación.

    Desde el área que conduce María Tettamanti adelantaron que la intención oficial es activar la licitación correspondiente al proyecto AMBA I durante el primer cuatrimestre de 2026.

    Con esta decisión, el Ejecutivo busca normalizar el funcionamiento del sector eléctrico, reactivar inversiones demoradas y mejorar la seguridad energética, en un contexto de mayor presión sobre la infraestructura por parte de hogares, industrias y economías regionales.

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  • Loma Campana llegó a 100.000 barriles diarios en diciembre y marca un hito en Vaca Muerta

    Loma Campana llegó a 100.000 barriles diarios en diciembre y marca un hito en Vaca Muerta

    La producción de Loma Campana alcanzó en diciembre los 100.000 barriles por día, un nivel inédito para un área individual de Vaca Muerta y, por extensión, para el desarrollo no convencional en la Argentina. Según comunicó YPF SA, el bloque se convirtió en el primer yacimiento de la formación en superar esa barrera, que resume años de acumulación de inversión, aprendizaje operativo y estandarización de procesos.

    En su mensaje institucional, el presidente de la compañía, Horacio Marín, atribuyó el resultado a “una alianza sólida y sostenida con Chevron y al compromiso de cada uno de los equipos que integran YPF SA”.

    En la práctica, el desempeño de Loma Campana vuelve a posicionar al activo como una referencia por escala y continuidad, en un contexto en el que la industria busca convertir el crecimiento productivo en mayor capacidad exportadora y en generación de divisas. El bloque marcó el inicio en modo factoría del shale argentino, en la década pasada, y permitió valorizar el rol central que podría tener el no convencional en Argantina, algo que en los últimos cinco años fue demostrado con creces. 

    El salto a seis dígitos diarios tiene implicancias que van más allá del número: expone una vez más  que algunos desarrollos ya operan con parámetros industriales comparables a los de grandes plays internacionales, y consolida a la Cuenca Neuquina como el principal vector de expansión del crudo argentino. Para YPF, además, el hito funciona como señal de ejecución, en un año en el que el mercado observa con lupa la consistencia entre anuncios, actividad y resultados de producción.

    La petrolera también vinculó el logro con su estrategia corporativa. “Estamos demostrando con hechos que el Plan 4×4 es el motor de nuestra transformación”, sostuvo Marín. El posicionamiento busca alinear el récord productivo con una narrativa más amplia: eficiencia, competitividad y escala como base para sostener el crecimiento del no convencional.

    En ese mismo marco, YPF reiteró su horizonte de mediano plazo: “seguimos trabajando para alcanzar el objetivo de generar 30.000 millones de dólares para 2030”. La cifra funciona como norte de negocios en una cadena que depende tanto de la performance en el upstream (más pozos, mayor productividad, menores costos) como de las condiciones de evacuación y del mercado: disponibilidad de infraestructura, ventanas de exportación y señales macro que permitan sostener planes de inversión.

    Con Loma Campana en 100.000 barriles diarios, el mensaje implícito es claro: el shale argentino puede entregar volumen, previsibilidad y un sendero de crecimiento. El desafío que sigue es convertir esa escala en una plataforma de largo plazo, con infraestructura acorde y un marco que asegure continuidad para que el salto productivo se traduzca, efectivamente, en más exportaciones y más dólares para el país.

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  • Las nuevas operadoras ya gestionan las represas del Comahue y abren una nueva etapa para el sector

    Las nuevas operadoras ya gestionan las represas del Comahue y abren una nueva etapa para el sector

    Las empresas adjudicatarias del proceso de reprivatización asumieron formalmente la gestión de los complejos hidroeléctricos del Comahue. El traspaso se realizó sin interrupciones en la operación, el despacho ni la comercialización de energía dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), garantizando la continuidad plena del servicio público.

    Las compañías que tomaron posesión este sábado 10 de los activos son Edison Inversiones S.A.U. (a cargo de las centrales Alicurá y Cerros Colorados), BML Inversora S.A.U. (El Chocón y Arroyito) y Central Puerto S.A. (Piedra del Águila), tal como informó la Secretaría de Energía.

    Simultáneamente, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) comenzó las adecuaciones técnicas necesarias en programación, despacho, liquidaciones y garantías, asegurando una transición operativa sin fisuras en el sistema interconectado nacional.

    Uno de los pilares de esta nueva etapa no es solo la transferencia de acciones, sino el compromiso de inversión obligatoria. Más allá del canon inicial de US$706 millones que ingresó la semana pasada a las arcas del Estado Nacional, los pliegos exigen a las operadoras la ejecución de un rebumping integral.

    Este proceso de modernización y actualización tecnológica demandará una inversión estimada de US$400 millones en los próximos años. El concepto de rebumping es crítico para la seguridad energética e implica la renovación de turbinas, generadores y sistemas de control que, en muchos casos, han superado su vida útil original.

    Estas obras no solo buscan extender la operatividad de los complejos, sino también mejorar la eficiencia de conversión hídrica y elevar los estándares de seguridad de presas. Es una respuesta a la obsolescencia técnica de activos estratégicos que constituyen la fuente de energía renovable más estable y competitiva de la matriz energética nacional.

    La resolución de la situación en el Comahue funciona como caso de referencia de un plan que continuará con una quincena de aprovechamientos hidroeléctricos cuyos contratos de concesión expiran de forma progresiva hasta 2029. Tras años de prórrogas precarias e incertidumbre legal, el Gobierno nacional trazó una hoja de ruta para normalizar la situación de las represas.

    El próximo hito de este cronograma es la central Futaleufú, en la provincia de Chubut. Con una extensión excepcional de su contrato vigente hasta mediados de este año, se espera que sea la siguiente en iniciar un proceso de licitación competitiva. El objetivo es evitar un vacío operativo en una planta clave para el abastecimiento de la industria del aluminio y la estabilidad del sistema patagónico.

    El relevamiento técnico oficial advierte que la Argentina atraviesa una encrucijada regulatoria. La lista de centrales que entrarán en este proceso de revisión incluye, en la región de Cuyo, al sistema de Los Nihuiles (I, II y III), Agua del Toro, Los Reyunos y El Tigre en Mendoza, además de la central Ullum en San Juan.

    En el Norte y el NOA se suman las plantas de Río Hondo y Los Quiroga (Santiago del Estero), Cabra Corral y El Tunal (Salta), junto a El Cadillal, Escaba y Pueblo Viejo (Tucumán). En tanto, en el Comahue se abre una segunda etapa del ciclo que se cerrará formalmente con la central Pichi Picún Leufú, cuyo contrato vence en agosto de 2027.

    Las nuevas concesionarias asumen el compromiso de garantizar una operación sostenible que proteja el recurso hídrico. El debate técnico postergado sobre la seguridad de las presas —algunas con más de medio siglo de antigüedad— vuelve a ocupar un lugar central. Los nuevos contratos exigen planes de mantenimiento estructural, sistemas de evacuación de crecidas y monitoreo permanente de estructuras, tareas que requieren una visión de largo plazo.

    El resultado de la licitación del Comahue reconfiguró el tablero del sector eléctrico argentino. Central Puerto, el mayor generador privado del país, consolidó su posición al retener Piedra del Águila (1.440 MW) tras una oferta de US$245 millones y un plan de inversión de US$160 millones.

    Por su parte, el desembarco del grupo Edison marcó un cambio de guardia al desplazar a actores históricos como la estadounidense AES en la central Alicurá. Asimismo, la entrada de BML Inversora (Grupo MSU) en el complejo El Chocón–Arroyito confirma el interés de grupos de capital local y regional en activos de flujo constante y perfil estratégico.

    Este segundo tiempo de las concesiones hidroeléctricas representa, en última instancia, una oportunidad para profundizar el debate sobre la descarbonización de la matriz energética argentina. En un contexto global de transición hacia energías limpias, las represas son el respaldo indispensable frente a la intermitencia de la energía solar y eólica.

    La normalización de los contratos busca devolver la previsibilidad necesaria para que la Argentina vuelva a considerar la construcción de grandes aprovechamientos hidroeléctricos, un capítulo de la obra pública energética que permaneció estancado durante décadas.

     

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  • PAE sumó US$ 375 millones en el mercado internacional

    PAE sumó US$ 375 millones en el mercado internacional

    Pan American Energy (PAE) cerró esta semana la colocación de la serie de Obligaciones Negociables Clase 43 en dólares, bajo la Ley de Nueva York, logrando captar US$ 375 millones. La emisión, anunciada el lunes pasado, establece una tasa fija de 7,75%, con vencimiento a 11 años y pagos para los inversores entre los años 9 y 11.

    Según la empresa, el destino de los fondos se centrará en apalancar inversiones en exploración y desarrollo de activos en el país, incluyendo bienes de capital, repago de deuda y financiamiento del plan de expansión.

    Además, parte de los recursos se destinarán a la adquisición, construcción y mejoras de activos utilizados en el proceso de refinación de petróleo crudo y en la red de distribución de productos refinados en Argentina.

    PAE, controlada en partes iguales por Bridas Corp y BP, con participación de la familia Bulgheroni, ha consolidado su presencia en la producción de hidrocarburos tanto convencionales como no convencionales.

    En los últimos años, la empresa ha intensificado su actividad en Vaca Muerta, la formación de shale más relevante de Argentina y una de las más importantes del mundo. Allí, PAE participa en proyectos de exploración y producción de gas y petróleo no convencional, aplicando tecnologías avanzadas de fractura hidráulica y perforación horizontal.

    En la Cuenca Neuquina, la compañía ha desarrollado una estrategia integral que combina la explotación de reservas convencionales y no convencionales. Su plan de inversiones apunta a incrementar la eficiencia en la producción, optimizar la infraestructura de transporte y almacenamiento, y garantizar un suministro sostenible para el mercado local y las exportaciones.

    La actividad de PAE en el shale ha sido clave para posicionar a Argentina como un actor relevante en la producción global de gas y petróleo no convencional, fortaleciendo la seguridad energética del país y atrayendo inversiones internacionales.

    Con esta colocación internacional, PAE no solo asegura fondos para sus proyectos de expansión y modernización de infraestructura, sino que también refleja la confianza de los mercados en el potencial de la industria energética argentina.

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  • Glaciares en la agenda 2026: qué busca cambiar el nuevo proyecto de ley

    Glaciares en la agenda 2026: qué busca cambiar el nuevo proyecto de ley

    El debate en torno a la Ley de Glaciares vuelve a ocupar un lugar central en la agenda energética y ambiental argentina. El proyecto de reforma actualmente en análisis plantea un régimen menos rígido, con mayor capacidad de ponderar intereses productivos, reforzando al mismo tiempo el rol de las provincias en la definición concreta del alcance de la protección ambiental.

    Lejos de proponer una desregulación, la iniciativa busca —según sus impulsores— ordenar, precisar y dotar de mayor previsibilidad a una normativa que, en su aplicación actual, ha generado incertidumbres técnicas, jurídicas y económicas.

    De acuerdo con Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú y del IGPUBA, el proyecto se fundamenta en cuatro pilares centrales: seguridad jurídica, federalismo, eficiencia técnica e impulso a las inversiones mineras, particularmente en sectores estratégicos como el litio y el cobre.

    Uno de los principales argumentos es que la legislación vigente no define con claridad qué áreas están efectivamente protegidas ni qué actividades están prohibidas, lo que ha derivado en conflictos administrativos y judiciales. La reforma, sostiene Carbajales, apunta a esclarecer el alcance de las normas actuales, sin disminuir los estándares de protección ambiental.

    El proyecto propone que las provincias recuperen un rol más activo en la identificación de glaciares y geoformas periglaciales, a partir de estudios científicos que acrediten su relevancia hídrica. Esta mirada reconoce que las autoridades provinciales cuentan con información de primera mano sobre sus territorios y pueden aportar datos actualizados para mejorar el Inventario Nacional de Glaciares (ING).

    En ese sentido, también se cuestiona que el Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA), tras más de 15 años de trabajo, solo haya completado el Nivel 1 del inventario, sin avanzar en la determinación precisa de la función hídrica real de muchas de las geoformas relevadas. La reforma impulsa un inventario más dinámico, sujeto a actualización permanente.

    Otro de los cambios centrales es el pasaje desde un esquema basado en prohibiciones absolutas, abstractas y genéricas, hacia un modelo apoyado en evidencias concretas y evaluaciones técnicas.

    En este marco, las actividades productivas no quedarían automáticamente vedadas, sino condicionadas a que no generen una afectación relevante de las funciones ambientales de glaciares o ambientes periglaciales.

    Según Carbajales, esta redefinición permitiría destrabar proyectos de desarrollo económico sostenible, especialmente vinculados a la minería estratégica, sin renunciar a los principios de protección ambiental ni al principio de no regresión consagrado en el Acuerdo de Escazú.

    Entre los aspectos positivos, el proyecto introduce mayor previsibilidad para las inversiones, fortalece el federalismo de concertación y promueve decisiones basadas en ciencia y evidencia técnica.

    Además, se inscribe en el marco del Pacto de Mayo 2024 y surge a partir de solicitudes de los gobernadores que integran las Mesas del Litio y del Cobre, sectores clave para la transición energética y la economía nacional.

    Como contracara, especialistas advierten que el nuevo enfoque implica un cambio significativo respecto del diseño original de la Ley 26.639. El eje de la protección se desplaza desde una tutela amplia y presuntiva hacia un esquema más flexible y condicionado, donde la protección deja de ser automática y pasa a depender de evaluaciones administrativas y estudios de impacto ambiental.

    El principal punto de atención es el ambiente periglacial, cuya protección quedaría supeditada a la comprobación de una función hídrica específica, lo que abre el desafío de no subestimar su valor sistémico como reserva estratégica frente al cambio climático.

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  • Cutral Co avanza con un parque solar de 30 MW y apuesta a la energía limpia como motor de desarrollo

    Cutral Co avanza con un parque solar de 30 MW y apuesta a la energía limpia como motor de desarrollo

    La ciudad de Cutral Co dio un nuevo paso en su estrategia de desarrollo energético al firmar un Acta de Compromiso con la empresa Kaizen Energy S.A.E.C.A. para avanzar en el Proceso Previo de Iniciativa Privada que permitirá concretar el Parque Solar Fotovoltaico Cutral Co, con una potencia estimada de 30 megavatios (MW).

    El acto se realizó este jueves por la mañana en la Municipalidad de Cutral Co y fue encabezado por el intendente Ramón Rioseco, acompañado por el jefe de Gabinete y Gobierno, Walter Mardones, y representantes de la empresa desarrolladora. La iniciativa se enmarca en una política local orientada a potenciar las energías renovables y anticiparse a los desafíos del sistema energético del futuro.

    Durante el encuentro, el intendente Rioseco explicó que el parque solar surge de una iniciativa privada presentada por Kaizen Energy, destinada a ampliar la capacidad de generación renovable en la ciudad. El proyecto ya cuenta con la autorización de CAMMESA y con el aval del Gobierno Nacional, un paso clave que otorga previsibilidad técnica y regulatoria a la inversión.

    Según precisó el jefe comunal, la empresa dispone ahora de un plazo de 60 días para presentar las garantías, el plan de inversión y los recursos necesarios para ejecutar la obra. Una vez cumplida esta etapa, se avanzará en los procesos administrativos y técnicos que permitirán iniciar la construcción en el corto plazo.

    Desde el municipio destacaron que el parque solar no solo aportará energía limpia al sistema eléctrico, sino que también tendrá un impacto económico directo en la ciudad. La iniciativa generará renta para el municipio, que podrá ser destinada a obras públicas, infraestructura urbana, construcción de escuelas y fortalecimiento de la producción local.

    Además, se espera que el proyecto impulse la creación de empleo, tanto en la etapa de construcción como en la de operación y mantenimiento, dinamizando la economía regional y promoviendo la capacitación de mano de obra local en el sector energético.

    “El mundo que viene es el de la energía, por eso planteamos esto como una mirada hacia el futuro”, afirmó Rioseco, al subrayar la importancia de anticiparse a la transición energética y aprovechar el potencial solar de la región.

    La iniciativa se inscribe en un contexto más amplio de crecimiento de las energías renovables en la Argentina, donde los proyectos solares y eólicos ganan protagonismo como complemento de la matriz tradicional.

    Para Cutral Co, históricamente vinculada a la actividad hidrocarburífera, el desarrollo del parque solar representa una oportunidad de diversificación productiva y de inserción en un nuevo modelo energético.

    Con este proyecto, la ciudad refuerza su perfil como polo energético, combinando su historia ligada al petróleo y el gas con una apuesta estratégica por la energía limpia, la sostenibilidad y el desarrollo a largo plazo.

    El nuevo emprendimiento se apoya en un antecedente concreto de generación solar en la ciudad. Cutral Co ya cuenta con un parque solar fotovoltaico en funcionamiento, desarrollado como proyecto de generación distribuida a escala local, que inyecta energía limpia al sistema eléctrico y abastece parte del consumo municipal.

    El parque solar actualmente en funcionamiento en Cutral Co es una central fotovoltaica municipal que representa un primer paso concreto en la generación de energía limpia en la región. Cuenta con una potencia instalada de alrededor de 3,1 a 3,5 megavatios (MW), lo que lo sitúa como uno de los proyectos pioneros de energía solar en la provincia.

    El parque está compuesto por 5.580 paneles solares montados sobre 88 seguidores solares (trackers), que permiten optimizar la captación de radiación durante el día al orientar los módulos hacia el sol conforme se desplaza en el cielo.

    Esta instalación ya está conectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y ha obtenido la habilitación comercial de CAMMESA para operar en el Mercado Eléctrico Mayorista, con contratos de venta de energía renovable firmados por varios años con empresas del sector energético.

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  • Phoenix apuesta fuerte por la educación neuquina

    Phoenix apuesta fuerte por la educación neuquina

    El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y el CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto, firmaron en Villa La Angostura un nuevo convenio que incorpora a la empresa petrolera al Plan Provincial de Becas Gregorio Álvarez para el año 2026.

    De esta manera, Phoenix se convierte en la primera firma en adherir al programa este año y reafirma su rol como “Aliado Bronce”, con un aporte de 250.000 dólares.

    Durante el acto, Figueroa destacó la relevancia del acompañamiento del sector privado y recordó que ya se encuentra abierto el proceso de inscripción y reinscripción para las becas 2026.

    En ese marco, instó a los estudiantes de toda la provincia a postularse y subrayó la magnitud del programa: “Phoenix es el primer aportante de este año, con una contribución muy importante para nosotros. Luego se sumará el resto de la industria petrolera para financiar un plan que no solo es único en la Argentina, sino también en Latinoamérica, por su envergadura y por la amplia oferta educativa que brinda a jóvenes de toda la provincia”.

    El mandatario provincial remarcó además el impacto territorial del desarrollo hidrocarburífero y su vínculo con la redistribución de oportunidades. “El efecto de Vaca Muerta se siente en cada rincón de Neuquén. Por eso valoramos que empresas como Phoenix den este primer paso para el 2026 y acompañen políticas públicas que transforman realidades”, señaló.

    Por su parte, Bizzotto señaló que este es el tercer año consecutivo que la compañía acompaña el plan de becas y resaltó el valor simbólico de la firma del convenio en Villa La Angostura.

    “Es un programa con impacto en toda la provincia, no solo en las zonas donde opera la industria petrolera. Firmarlo acá refleja justamente ese alcance federal”, afirmó.

    El Plan de Becas Gregorio Álvarez es considerado uno de los más importantes de la región y durante el último año alcanzó a cerca de 20.000 beneficiarios. Su financiamiento proviene del aporte de empresas públicas, privadas e instituciones, y está orientado a garantizar el acceso a una educación de calidad, inclusiva y equitativa en todos los niveles de enseñanza.

    Además de la asistencia económica, el programa promueve el acompañamiento de las trayectorias educativas y el fortalecimiento del desarrollo socioeducativo en toda la provincia, como parte de una estrategia integral de crecimiento y sustentabilidad.

    Phoenix es la primera empresa en firmar su adhesión para 2026 y se suma a Pampa Energía y Tecpetrol, que reafirmaron su compromiso con el programa durante los últimos meses de 2025, consolidando una alianza público-privada clave para el futuro educativo de Neuquén.

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  • Renovables en expansión: récord de generación y expectativas de inversión hasta 2027

    Renovables en expansión: récord de generación y expectativas de inversión hasta 2027

    El año 2025 marcó un antes y un después para la matriz energética argentina. Según datos de CAMMESA, en octubre la generación renovable superó por primera vez el 50% del total nacional, alcanzando picos cercanos al 52% hacia noviembre.

    El hito no solo consolida el peso de las fuentes limpias en el sistema eléctrico, sino que posiciona al país en un nivel histórico de integración renovable.

    Este salto se explica principalmente por la maduración de los parques eólicos y solares instalados en la última década, junto con mejores factores de despacho y una mayor eficiencia operativa.

    En paralelo, el sector cerró 2025 con fuertes señales de dinamismo: estimaciones oficiales y privadas proyectan inversiones por más de US$ 4.500 millones en nueva capacidad renovable para el período 2024–2026, con foco en proyectos eólicos en la Patagonia y solares en el NOA y Cuyo.

    El crecimiento no es improvisado. Viene respaldado por años de desarrollo de proyectos, aprendizaje tecnológico y reducción de costos. A lo largo de 2024 y 2025 se reactivaron iniciativas que habían quedado en pausa, impulsadas por una mayor demanda corporativa de energía limpia, esquemas de abastecimiento privado y expectativas de mayor estabilidad macroeconómica.

    Empresas industriales, grandes usuarios y desarrolladores comenzaron a cerrar contratos de abastecimiento renovable a largo plazo, reforzando un mercado que ya no depende exclusivamente de licitaciones públicas. Esta diversificación de la demanda se convirtió en uno de los motores silenciosos del crecimiento del sector.

    A pesar de los avances, el desarrollo renovable enfrenta limitaciones estructurales que podrían frenar su potencial si no se abordan a tiempo. El principal cuello de botella sigue siendo la capacidad de transmisión eléctrica, insuficiente para absorber nuevos proyectos en regiones con alto recurso eólico y solar.

    A esto se suma la necesidad de previsibilidad regulatoria, un reclamo persistente de los actores del sector, y la urgencia de avanzar en modernización tecnológica, especialmente en soluciones de flexibilidad de red y almacenamiento energético. En un sistema donde la oferta renovable crece más rápido que la infraestructura, estas tensiones se vuelven cada vez más visibles.

    Las proyecciones sectoriales coinciden en que el bienio 2026–2027 será decisivo. Los especialistas anticipan una nueva fase del desarrollo energético argentino, marcada por tres ejes centrales:

    • Obras de transmisión como condición indispensable para habilitar el ingreso de nuevos megavatios renovables.
    • Actualización del marco normativo para sostener la confianza inversora y facilitar el financiamiento de proyectos de largo plazo.
    • Integración progresiva de sistemas de almacenamiento, clave para acompañar el crecimiento de la energía solar y mejorar la estabilidad del sistema. Si bien comenzó en el segmento residencial, su adopción ya se extiende a parques e industrias y promete convertirse en una tendencia dominante.

    “La agenda 2026–2027 estará definida por la ampliación de infraestructura y la modernización del sistema energético”, señalan analistas del sector. Solo así los anuncios de inversión podrán traducirse en capacidad instalada real.

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  • El plan de Estados Unidos para reactivar la producción petrolera de Venezuela

    El plan de Estados Unidos para reactivar la producción petrolera de Venezuela

    Estados Unidos activó un plan gradual y estrictamente controlado para permitir que Venezuela vuelva a colocar petróleo en los mercados internacionales, tras años de sanciones que paralizaron su industria energética.

    La iniciativa implica un levantamiento parcial y sectorizado de las restricciones, limitado exclusivamente al negocio petrolero y bajo supervisión directa de Washington.

    La decisión- según publicó la agencia Europa Press- fue anunciada luego de la reciente operación estadounidense que derivó en la captura de Nicolás Maduro y redefine el manejo de una de las mayores reservas de crudo del planeta.

    Según el Departamento de Energía, el objetivo central es normalizar el flujo de petróleo venezolano hacia circuitos formales, eliminando intermediarios irregulares y esquemas de evasión.

    La primera fase del programa ya está en marcha y contempla la venta inicial de entre 30 y 50 millones de barriles de crudo. Las autoridades estadounidenses informaron que estas operaciones podrán extenderse de manera indefinida, siempre que cumplan con los requisitos legales, financieros y de seguridad nacional impuestos por Washington.

    Uno de los puntos más sensibles del esquema es el control del dinero. Estados Unidos estableció que todos los ingresos derivados de la venta de petróleo y combustibles deberán depositarse, en primera instancia, en cuentas bancarias internacionales bajo su administración.

    La medida busca garantizar trazabilidad total de los fondos y evitar el uso discrecional de los recursos, una práctica recurrente en la última década de gestión petrolera venezolana.

    Desde la Casa Blanca señalaron que el nuevo mecanismo permitirá reordenar el comercio de crudo venezolano, que en los últimos años se sostuvo mayormente a través de rutas alternativas y mercados opacos para eludir sanciones.

    El plan no se limita a la exportación. Washington también autorizó el ingreso a Venezuela de equipos, repuestos y servicios especializados para campos petroleros, con el fin de revertir el fuerte deterioro productivo provocado por la falta de inversión, el colapso operativo y la fuga de personal técnico. Estas tareas podrán ser realizadas por empresas estadounidenses y de terceros países habilitados.

    Otro eje clave es el envío de crudo liviano desde Estados Unidos para ser utilizado como diluyente, un insumo indispensable para procesar y transportar el petróleo pesado y extrapesado que domina las reservas venezolanas.

    La iniciativa incluye además compromisos vinculados al sistema eléctrico, considerado un cuello de botella para cualquier recuperación energética. El Departamento de Energía advirtió que la generación cayó más de un 30% en los últimos años y confirmó que se trabajará en la estabilización de la red para sostener la actividad petrolera.

    El esquema será evaluado de forma permanente y podrá ajustarse según la evolución política y económica del país. Washington dejó en claro que solo las operaciones expresamente autorizadas serán consideradas legales y que cualquier intento de eludir el control derivará en nuevas sanciones.

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